封面报道 | 电力市场化加速度

文/本刊记者 武魏楠

中国电力市场化改革正加速推进，现货市场扩容与价格放权同步深化，在提升资源配置效率的同时带来了新的挑战。

过去两年，中国电力现货市场从点状试验迅速走向面状展开：省间现货常态化、越来越多省级市场“转正”、结算颗粒度从小时向15分钟延展，市场参与主体从传统发售电企业延伸到储能、虚拟电厂与聚合商。

与此同时，2025年，各类电改政策如雨后春笋般不断涌现。以136号文和中长期市场规则征求稿为代表的一系列制度性放权，正在把价格发现权下沉到更短时空尺度，既为新能源消纳与灵活性资源创造新的收入通道，也让价格波动与风险分担成为必须直面的现实。

现货市场扩容

2024—2025年间，中国现货市场进入由点到面的快速扩张阶段：2022年开始试运行的省间现货走向常态化，而多个省级现货由试运行向连续结算再到转入正式运行加速推进，参与主体显著多元化，交易频次与交易量大幅上升。

7月17日，国家能源局发布2024年度中国电力市场发展报告，可以一窥电力市场化改革的卓越成果。

从市场化范围来看，省间现货在试运行两年后于2024年正式运行；试运行期参与主体逾6000家累计交易量超过880亿千瓦时，2024年省间现货全年成交约376亿千瓦时。

而在省级区域电力市场建设方面，山西电力现货市场率先于2023年转正，广东在当年底紧随其后。山东于2024年6月转正，甘肃于2024年9月转正。

2025年4月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发了《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》。《通知》要求：一、湖北电力现货市场要在2025年6月底前、浙江电力现货市场要在2025年底前转入正式运行，安徽、陕西力争在2026年6月底前转入正式运行。2025年底前，福建、四川、辽宁、重庆、湖南、宁夏、江苏、河北南网、江西、河南、上海、吉林、黑龙江、新疆、蒙东、青海要启动现货市场连续结算试运行。二、2025年底前，南方区域电力现货市场要启动连续结算试运行，京津冀电力市场要创造条件启动模拟试运行，省间现货市场要实现发电企业参与省间现货购电，并加紧研究售电公司、电力用户直接参与省间现货交易的机制。

进入2025年，蒙西、湖北、浙江等地相继完成电力现货市场连续结算并转为正式运行。首批实现“转正”的省级/区域市场样本数量的增加，标志着我国电力现货市场覆盖已从若干试点省份扩展到更大的地域。

现货市场的扩张伴随着结算颗粒度与频次的提升，多数转正或开展连续结算的省份已实现小时级甚至15分钟级出清，使得分时价格点密度大幅增加。近日，从国网山西省电力公司传来消息，山西电力现货市场出清周期正式由15分钟调整为5分钟运行。这一举措将更好地满足新能源等新型电力系统对实时平衡的要求。

结算机制的高频化使市场能够在更短周期内及时反映新能源出力波动、负荷变化与输电约束，从而增强价格发现功能并为各种灵活性资源创造更精细的价值实现路径。

与此同时，参与主体结构随之演进：除了传统发电企业与售电公司外，独立与配建储能、虚拟电厂（VPP）、聚合商、可调度大用户等新型主体开始大规模进入现货市场；部分省份还探索“报量+报价/报量不报价”等多种接入方式以兼顾技术特点与运行安全，使储能在谷充峰放、VPP在聚合需求响应中获得直接结算收入。

不过，电力现货市场的扩容也意味着在制度建设和机制完善方面存在的不足可能会进一步暴露，影响扩容后的稳定性。“本质上来说，改革没有加速和放缓的区别。但如果之前缓慢是客观情况造成的，那意味着准备不足。贸然加速，会暴露更多问题。”有电力市场专家向《能源》杂志记者表示。

例如在信息披露方面，省级与交易中心披露的数据常常格式零散、粒度不一，普通售电公司或新入局的聚合体难以把碎片化信息快速转化为交易策略，而老玩家或拥有更强数据解析能力的机构则可能利用信息差获得优势，从而放大新旧主体之间的不对称。这意味着，信披从“有量”到“可用”的跃迁仍未完成，直接影响着扩容后价格信号的普遍可用性与市场的公平性。

此外，不同省份在推进节奏与制度选择上存在着显著差异。这既受资源禀赋与网架条件的影响，也受地方政策取向的牵引。在供需博弈中，市场力量的不对称尤为关键。在发电侧集中度较高的省份，少数大玩家掌握大量中长期合同与出力安排，小玩家即便通过降价抢单，也常常“砸不出多大水花”。表面上的价格波动，有时更像博弈的手段而非纯粹的价格发现。

类似的细节包含了中长期交易、零售、结算、计量与信息披露等执行细节，可能出现“转正形式化”的风险，削弱电力市场化改革的深度效应。“试运行和结算试运行不应该是表面工作，应在不损害更多利益的情况下可以发现更多问题，最大程度减少改革的成本。直接跳过某些阶段，并不一定是最好的结果。”某电力市场专家说。

无论如何，现货市场的“广度”扩张已形成了显著的制度与市场现实：它把价格发现的触角延伸到更短的时空尺度，为新能源消纳、储能商业化与需求侧参与开辟了更直接的市场路径。

而在广度之外，对于电力市场化改革更有“深度”意义的价格改革，也有了新的进展。

价格放权

如果说要评选2025年中国能源产业最重磅的政策的话，那么136号文（《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号））一定可以榜上有名。

把新能源真正推向市场，不仅是一次表面的政策转向，而且是对电力系统绝对价格形成机制的一次深刻改造。

这个决定，字面上看是把新能源从“保障性并网+补贴”推向“市场化定价”，实际上则在短期利益和长期利益之间、在效率与公平之间，开启了一次重要的探索。

从市场化改革角度来看，为何136号文如此重要？因为新能源本质上改变了边际成本结构，光伏与风电的边际发电成本趋近于零，其入市会在供给充裕时大幅压低短期出清价格，而在供给紧张或输配受限时又可能导致价格短时飙升。

把这些电量交由市场决定价格，短期内会显著放大分时、季节与节点级别的价格差异，同时要求既得利益方、保供主体与用户对波动承担更明确的分摊责任。“机制电价”政策更多起到一个过渡性作用：当市场价低于机制电价时给予补偿，高于机制电价时回收差价，从而在不摧毁市场信号的前提下保护存量收益预期。

与新能源入市并行的是对中长期价格机制的制度性放权。2025年9月，国家层面公开征求《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》并印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》。

两大文件思路明确：把中长期交易的周期性从年度拉短到月度乃至更短周期，并通过计量结算基本规则把中长期与现货的价量关系以规则化的方式对接。换言之，价格发现权正在下沉到更短的时间尺度，中长期合约将不得不更真实地反映现货供需与输配的稀缺性。

制度上的这种“放权”，表面上是释放价格发现的效率，但在实践上对市场参与者尤其是保供责任重、风险对冲能力弱的主体提出了更高要求。

在2015年开启的新一轮电力体制改革中，价格机制无疑是最为核心的环节。电价由市场化方式形成，短周期内更能反映即时稀缺资源、输电限制和可再生出力的波动性，从而引导投资更精确地配置资源，奖励真正的灵活性和调节能力。

“对于价格，市场不仅需要短期波动，而且需要长期可行的预估和对冲。”有市场主体表示，“长期以来，中长期被作为市场的压舱石。但一定程度上忽略了中长期本身存在的对冲风险作用，压缩了中长期交易制度本身存在的更多作用。”

从标准化远期合约到期货/场外差价结算、从保证金与信用分级到容量与辅助服务的多市场参与，每一种工具的缺失都会把短期价格风险转嫁给那些最无法承受风险的市场主体和用户。

中长期交易和计量的规则完善，体现出市场化价格形成体系已经在改革宏观政策制定层面向着更完善的方向进发。

价格从政府行政定价转变为市场化形成，这一放权趋势随着136号文以及中长期价格机制等政策的推行而加强。之后有亮点值得期待：一是把新能源电量纳入市场之后，必须构建可操作、透明且差异化的结算机制——区分存量与增量、明确机制电价的形成规则与竞价程序，并把结算费用的责任主体与账户流向制度化。二是把中长期市场的价格上下限设计成有弹性的制度框架，而不是简单的行政上下限红线。上下限的收紧或放松，应由市场流动性、对冲工具可得性、保供主体的容量结构和社会承受能力等多维指标支撑，相关指标与门槛需要公开、可量化并接受外部监督。

从市场参与者的角度看，放权是一把双刃剑。数据显示，随着现货市场扩容与新能源参与比重增加，2022—2024年间分时、月度的价格波动幅度显著上升，现货在某些时段对中长期价格形成明显的反向影响。这既创造了套利和灵活性收入的空间，也暴露出了发电与售电双方在信息、资金与风控上的不对称。

大量参与者中，尤其是具备资金、信息与风控优势的头部机构，能够在短周期价格放权中通过更复杂的仓位管理与合同设计捕捉到可观的超额收益。他们既能在现货市场进行时段套利，又能在中长期市场锁定基差，甚至在辅助服务与容量市场中获取额外回报，进而把收入来源多元化。

相对地，中小售电公司、依赖稳定现金流的保供主体，以及对价格波动敏感的用户，往往承受更直接、更沉重的风险敞口——融资成本高、对冲工具不足、信息获取不及时，使得这些主体在剧烈波动中更易被动防守甚至被挤出市场。

政策节奏与配套是关键。把新能源电量交给市场本身是方向性正确的长期路径，但短期推进必须注重过渡安排与可预期性——“多退少补”可作为桥梁，但不能成为长期依赖的替代方案。计量与结算规则、中长期市场的上下限设计、对冲工具的可得性，这些“操作性细节”决定了市场信号是引导投资还是被少数参与者捕获。若这些基建尚未到位，放权只会把市场变成有利于强者的赌场，损害市场的公正与效率。

总的来看，价格放权带来的既有机会也有风险。一方面，它激励灵活性与技术创新，促进新能源消纳与资源优化；另一方面，若缺乏社会保护、对冲工具和信用保障，短期波动将加剧不平等并削弱市场信任。

正因为在放权环境中可能获得超额回报，近期地方监管的关注随之上升——接下来需要关注的，是这些超额收益如何被识别与衡量，以及它们如何成为政策介入的触发点。

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